CA2094389A1 - Methode de reduction de la retention d'un agent de deplacement et application a la recuperation assistee d'hydrocarbures - Google Patents
Methode de reduction de la retention d'un agent de deplacement et application a la recuperation assistee d'hydrocarburesInfo
- Publication number
- CA2094389A1 CA2094389A1 CA002094389A CA2094389A CA2094389A1 CA 2094389 A1 CA2094389 A1 CA 2094389A1 CA 002094389 A CA002094389 A CA 002094389A CA 2094389 A CA2094389 A CA 2094389A CA 2094389 A1 CA2094389 A1 CA 2094389A1
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- solution
- cations
- rock matrix
- concentration
- rock
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Abandoned
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
2094389 9304266 PCTABS00161 La présente invention concerne une méthode de réduction de la rétention d'un agent de déplacement à base de polymères, injecté dans une matrice rocheuse contenant des hydrocarbures. La méthode consiste à traiter la matrice par une solution adsorbante comportant des phosphates ou des sulfites. Le traitement se fait en présence des cations pour augmenter l'action de la solution adsorbante et contrôler la stabilisation de la roche. L'invention est appliquée à la récupération secondaire d'hydrocarbures par injection d'un fluide de déplacement dans une roche réservoir.
Description
WO 93/04~66 2 3 9 l~ 3 ~ 9 PCr1F~92/00812 METHODE DE REDUCTION DE LA RETENTION D'UN AGENT DE
DEPLACEMENT ET APPLICATION A LA RECUPERATION ASSISTEE
D HYDROCARBURES
La présente invention concerne une méthode pour la réduction de la rétention d'un agent de déplacement utilisé en récupération secondaire. Cette mé~hode consiste principalement à traiter d'une manière particulière la matrice rocheuse par injection d'une solution comportant nota2nment des sels de phosphates ou sulfites.
l 0 Elle concerne égalemen~ l'application de ce~te même méthode pour améliorer une opération de récupéranon secondaire d'hydrocarbures en permettant notamment de faire une économie sur la quantité d'agent de déplacement injecté, tout en fournissant un contrôle de la stabilité de particules présentes dans la matrice rocheuse des réservoirs pétroliers concernés. ces particules provenant généralement de composés argileux.
l 5 La récupération primaire par drainage naturel des gisements d'hydrocarbures liquides peut etre assez faible, même en présence d'un aquifère actif ou d'une calotte de gaz libre, aussi il est souvent nécessaire d'utiliser une méIhode de récupération assistée par exemple en injectant dans la foITnation un fluide moteur.
On peut injecter de l'eau traitée pour être rendue compa~ible avec la roche
DEPLACEMENT ET APPLICATION A LA RECUPERATION ASSISTEE
D HYDROCARBURES
La présente invention concerne une méthode pour la réduction de la rétention d'un agent de déplacement utilisé en récupération secondaire. Cette mé~hode consiste principalement à traiter d'une manière particulière la matrice rocheuse par injection d'une solution comportant nota2nment des sels de phosphates ou sulfites.
l 0 Elle concerne égalemen~ l'application de ce~te même méthode pour améliorer une opération de récupéranon secondaire d'hydrocarbures en permettant notamment de faire une économie sur la quantité d'agent de déplacement injecté, tout en fournissant un contrôle de la stabilité de particules présentes dans la matrice rocheuse des réservoirs pétroliers concernés. ces particules provenant généralement de composés argileux.
l 5 La récupération primaire par drainage naturel des gisements d'hydrocarbures liquides peut etre assez faible, même en présence d'un aquifère actif ou d'une calotte de gaz libre, aussi il est souvent nécessaire d'utiliser une méIhode de récupération assistée par exemple en injectant dans la foITnation un fluide moteur.
On peut injecter de l'eau traitée pour être rendue compa~ible avec la roche
2 0 réservoir, des gaz non miscibles aux hydrocarbures, des gaz miscibles aux hydrocarbures, des nucro-émulsions ou des fluides à base de polymères ayan~ une forte viscosité in situ.
Tous ces procédés, bien connus de l'art antérieur, ont pour objec~if d'obtenir un balayage le plus efficace possible de la roche réservoir contenant l'hydrocarbure. Ce 2 5 balayage consiste à repousser l'hydrocarbure vers les puits de production.
Mais ces procédés se heurtent tous, à des degrés différents en fonction de leur sophistication, au problème de la renlabiliIé économique. En effel, comple lenu du coût su~plémentaire représenté par les opérations d'injection et les produits injectés, qui sont souvent non récupérables, la rentabilité de l'e~cploitation d'un lel gisement peut s'avérer
Tous ces procédés, bien connus de l'art antérieur, ont pour objec~if d'obtenir un balayage le plus efficace possible de la roche réservoir contenant l'hydrocarbure. Ce 2 5 balayage consiste à repousser l'hydrocarbure vers les puits de production.
Mais ces procédés se heurtent tous, à des degrés différents en fonction de leur sophistication, au problème de la renlabiliIé économique. En effel, comple lenu du coût su~plémentaire représenté par les opérations d'injection et les produits injectés, qui sont souvent non récupérables, la rentabilité de l'e~cploitation d'un lel gisement peut s'avérer
3 0 faible si ce n'esl nulle. Aussi, il sera délerminant de ne pas consommer une quantilé
importanle de ces produits coûteux.
Dans le cas où l'agent de déplacement est à base de polymères, ceux-ci sont des additifs utilisés principalement comme produits viscosifiant du fluide de base, c'est-à-dire l'eau. Leur action peut également agir sur les eaux de gisements.
3 5 Or ces polymères ont pour propriété de s'adsorber sur la matrice rocheuse. Cette adsorption se manifeste par une rétention de produit sur la matrice rocheuse et a donc pour conséquence de faire diminuer la concenrration en polymères dans l'agent de FEUILLE DE REMPLACEM~NT
, ~.
.` :
wO 93/042~6 2 ~ PCl/FR92/00812 déplacement. De plus l'adsorprion favorise la rétenrion de l'a~ent par phénomène de piègeage dans la matrice rocheuse. Le rapport de mobili~é de l'agent de déplacement par rapport à l'hydrocarbure, qui dépend directement de la concentration, n'est alors favorable que dans une zone réduite autour de la zone d'injec~ion. Pour pallier cet S inconvénient majeur, on peur choisir d'injecrer des concenrra~ions importantes de polymères, mais cela représenrera une ~nde consomma~ion de produit injec~é e~ le coûr de l'opération sera prohibitif.
On connaît par le document US-A-4627494 un procédé d'injection d'un produit chimique dans un réservoir pétrolier pour limiter les pertes de produits tensioactifs 1 0 utilisés en récupération secondaire. Mais ce procédé ne concerne que les produiîs à base de li~nosulfonates.
Le document US-A-35~3581 décrit un Drocédé d'injec~ion d'un premier, puis d'un second fluide, avan~ d'injecter !e fluide de d~p!~cement. Le second fluide contient un produit pouvant notamment comporter des polyphosphates mais ceux-ci sont 1 5 uniquement destinés à désorber le premier fluide préalablement dans la roche réservoir.
Cette méthode est plus particulièrement adaptée à des réset~oirs présentant des hétérogénéités en perrnéabilité.
Telle qu'elle est revendiquée, la présente invention concerne une méthode de réduction de la rétention d'un agent de déplacement sur une matnce rocheuse d'un2 0 réservoir souterrain contenant un fluide, ledit agent étant adapté à déplacer ledit fluide, ladite matrice rocheuse étant stabilisée par la présence de cations, ladite réduction étant effectuée par le tTaitement de la matrice rocheuse par une soluion adsorbante.
Dans la présente invention, ladite solution adsorbante comporre des sels de phosphates ou de sulfites et on augmente l'adsorprion de ladite solution par la présence 2 5 de cations à une concentration déterminée.
Ladite solution adsorbante peut comporter des sels de phosphates de sodium Na2HP04, Na3PO4, de potassium K2HPO4, K3PO4, ou des sulfites de sodium ou potassium.
La concentTation en sels de phosphates de ladite solution adsorbante peut être 3 0 comprise entre 0,004 Mole/litre et 0,5 Mole/litre er préférentiellement entre 0,01 et 0,1 Mole/litre.
FEUILLE DE REMPLACEM~I~IT
... ~ . ......... . . .. . . .
~- . -. ~ - . .
,: - ,. : . , '", ~ - :
:: ` : , . - : . , ~'0 93/04266 PC~r/FR92/008t2 2~
L~dile conc~n~ration délerminée en calions peut être comprise entre 0 5 à 2 Moles/litre.
Les cations peuvent provenir d'ions monovalents de sels de sodium ou de poLassium.
Selon la mélhode~ on peut ~raiter la matrice rocheuse en présence des cations par la solution adsorbante avant d'injecter l'agent de déplacement.
Mais on peut éaa'ement injecter ensemble la solution adsorbante et l'agent de déplacement en présence des cations.
La solution de l'agent de déplacement peut comporler des ca~ions à une concentra~ion voisine de ladite concentr;ltion dé~erminée lorsque celui-ci est injecté
séparément de la solution adsorbante.
Les solutions injec~ées dans la malrice rocheuse peuvent avoir un P~
sensiblement compris entre 4 e~ 10 e~ préféren~iellement en~re 7 et 10.
Selon la méthode de l'invention en présence d'ions calcium dans la matrice 1 5 rocheuse on peut injecter avan~ ladite soluîion adsorbante une solution de cations à ladite concentration déterrninée.
Selon la méshode ladite solution d'un agent de déplacement peut comporter des polyacrylamides par2ie~1ement hydrolysés ou copolymères ou hydrolysats de polyacrylamide de haut poids moléculaire des polysaccharides type xanthane ou 2 0 scléroglucane de haut poids moléculaire ou tou~ polymère hydrosoluble synthétique ou naturel de haut poids moléculaire par exemp~e supérieur à 1 o6 Daltons.
L'inve;ltion concerne également l'application de la précédente méthode à la récupération secondaire d'hydrocarbures contenus dans une matrice rocheuse d'un réservoir souterrain traversé par au moins un puits d'injection et au moins un puits de 2 5 production. Dans l!application on injecte lesdi~es solutions par ledit puits d'injection et on produi~ les hydrocarbures par ledi~ pui~s de production.
Ladite matrice rocheuse peut comporter des argiles.
La méthode de l'invention peul être avantageusement appliquée lorsque l'eau de formation contenue dans les pores de ladite ma~rice rocheuse compone des ions calcium.
FEUILLF DE REMPLACE~IENT
`: , ` - -. .: ` .
: ~- . .'- ' ''' , :
wo 93/04266 PCr/FR92/00812 209~3~9 L'idée maîtresse de l'invention est l'utilisation op~imisée de solu~ion de phosphates ou de sulfites comlT e fluide de traitement de la roche réservoir pour réduire la rétention de l'agent de déplacemen~ comporlant des polymères. La rétention es~ la pene d'une certaine quantité de l'agen~ de déplacemen~, soit par adsorption, soit par piégeage.
Lequel piègeage étant favorisé lorsqu'il y a adsorption de l'agent. Toutefois, I injection d'une telle solution dans des roches réservoirs contenant notamment des par~icules argileuses ou non provoque une déstabilisation de ces particules.
Le processus de déstabilisation des milieux poreux est le suivant: les ions phosphates ou sulfites s'adsorbent à la surface des minéraux en formant des liaisons 1 0 fones avec les ~roupements hydroxvles (AIOH ou SiOH) de surface. Il résulte de cette adsorption une augmenta~ion importan~e de la charge néga~ive de surface des minéIaux et notamment des argiles. Cette modification des propriétés de surface entraîne uneaugmentation des forces répulsives d'origine électrostatique, soit entre les parsicules - d'argiles entre elles, soit entre ces particules et le qu~rtz ou les car~onates constiluant la 1 5 matnce du réservoir. Ces forces répulsives diminuent la cohésion de la roche et par suite induisent une déstabilisation du milieu poreux.
Dans ces conditions, la roche réservoir court un grand risque d'être colmatée par I'agglomération de ces particules déstabilisées qui sont alors déplacées par entraînement au cours de l'écoulemenl de l'agent de déplacement injecté.
2 0 L'invention décrit l'adjonction de cations, préférentiellement des sels monovalent de KCI ou NaCl à une concentration déterminée~ cette présence empêche la déstabilisasion des particules, argileuses ou non, par la solution adsorbante comme cela est décrit plus haut, et conjointement augmente l'efficacité de l'adsorption des phosphates ou sulfites sur une matrice rocheuse que cel~e-ci compone des argiles, des sables ou des carbonates 2 5 En effet, les ions phosphates ou sulfites sont chargés négativement comme notamment la sulface des sables ou des argiles. Lorsqu'on augrnente la salinilé par des cations, préférentiellement des ions monovalents, les ions phosphates ou sulfites peuvent plus facilement s'approcher des surfaces rninérales du fais de la diminusion (ou de l'écransage) des répulsions électrostatiques. Les ions phosphates ou sulfites forrnent alors plus de 3 0 liaisons avec ces surfaces, c'est-à-dire qu'ils s'adsorbent plus, et de ce fait diminuent plus fortement le nombre de sites d'adsorption possibles pour l'agent de déplacement.
Comme précisé plus haut, les cations préférés sont les ions monovalents~ mais tout en restant dans le cadre de cette invention, d'auues cations sont admissibles, tels FEUILLE DE REMPLACEMENT
... . . .. . . .
.,.,. ~ ., -........ .
:: . . . - - .
. . .
` - ~ -- , ;...... . .
. . . .
: - . .
wo 93/04266 2 ~ 9 l~ 3 3 9 PCI'/FR92/00812 s calcium ou magnésium, dans la mesure où leur concentration n'induisent pas de précipitations des phosphates ou des sulfites.
De plus, il a été mis en évidence que la méthode de la présente invention est indépendante de la température, ce qui permel l'utilisation efficace de celte méthode 5 quelque soit la profondeur du réservoir d'hydrocarbures.
Les solutions et les fluides en présence dans la méthode peuvent admettre des PHvariés entre 4 et 10, mais de façon préférentielle, les PH se situent au-dessus de 7.
Selon la méthode préférentielle de l'invention, la matrice rocheuse est d'abord traitée par un volume de solution adsorban~e telle que définie dans l'invention.1 0 L'opération consiste à injec~er dans la formation un volume de solution avant l'in~ection proprement dite de la solution comporlan~ l'agen~ de déplacement. Cette procédure connue sous le nom de 'preflushing ', nécessi~e la dé~ermination du volume de solution de traitement en relation avec le volume de pores de la matrice rocheuse considérée. Ce volume de solution de traitement est en général au moins égal au volume de pores dans 1~ lequel la solution de l'agent de déplacement doit jouer son rôle de fluide moteur et pousseur des hydrocarbures contenus dans ce même volume.
Grâce au traitement selon l'invention, la solution comportant l'agent de déplacement conserve sensiblement ses caractéristiques et composisions initiales pendant sa circulation dans la roche réservoir. La rhéologie (notamment la viscosité) de l'agent de 2 0 déplacement est alors plus aisément contrôlée ce qui permet d'atteindre le maximum d'efficacité du déplacement des h,vdrocarbures par l'agent de déplacement.
On ne sortira pas du cadre de cette invention, si dans certaines conditions de gisement el dans le but de simplif~er les opérations, on injecle en même temps la solution adsorbante et l'agent de déplacemen~. Cette injection se faisant bien évidernrnent toujours 2 5 en présence de cations ou d'ions monovalents à la concentration déterminée pour empêeher la déstabilisation de particules et augmenter l'action de la solution adsorbante.
Lorsque l'eau contenue dans la formation géologique contient des quantités importantes d'ions divalents, tels de calcium ou de magnésium, on pourra injecter une solution de cations à la concentration déterminée pour éviter la précipitation des sels 3 0 divalents de phosphates ou de sulfites. On apprécie l imponance des quantités notamment par la proportion relative de ces ions par rapport ~ux autres en solution. Le volume d'injection de cette solution préalable aux injections de la solution de phosphate et du FE~UILLE DE RE~lPLACEME~NT
. .. . .
- .
.
., : .
-. .
.; .
~ ... ` ~ . . .....
wo 93/04266 PCI/FR92/00812 2a~A~
fluide de déplacement peut e~e not3mment entre 0,2 et un volume de pore. On préférera choisir comme cations des ions monovalents de NaCI ou KCI.
La presente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus nettement à la descnption qui suit d'essais nullement limitatifs illustrés par les figures ci-S annexées, parmi lesquelles:
- la figure I représente les courbes I et ~ montrant la relation de la concentration en polymère de l'agenl de déplacement à la sorlie du miliEu poreux en fonction du volume injecté, pour deux conditions d'essais sur un échantillon de sable argileux, - la figure ~ représen~e é~alement deux courbes lian~ les mêmes paramètres dans 1 0 deux autres conditions d'essais sur un échantillon de grès argileux, - la fi~ure ~ représen~e la rei~non de l'adsorption d'un polvmère en fonction de la concentration en phosphaies et de la concentration en ions monovalents.
Le principe des expériences suivantes et de l'in~erprétation des courbes des figures 1 et 2 est le suivant:
l S Les échantillons sont saturés à l'eau. Les volumes de solutions injectées sont poussés à l'eau. On mesure les volumes injectés et la concentration en polymère des solutions en sortie de l'échantillon. L'appari~ion du front de polymère s'interprète en fonction du volume de solu~ion injecté. Si l'apparition a lieu lorsqu'on a injecté un volume correspondant à un volume de pore~ il n'v a pas rétention. Si elle a lieu après, il y 21:) a rétention.
Exemple 1:
Trois expériences sont réalisées sur une roche réservoir constituée par un massif .~ de sable ar_i~eux non consolidé. La perméabilité~ mesurée suivant les normes habituelles, est de 3,6 darcy~
2 5 La première expérience a consisté à injecter dans le massif une solution de polyacrylamide à une concen~ation de 330 ppm. La vitesse d'injection est de 0,35 m/j.
Cette solution a été préparée dans une eau faiblement salée ayant la compositionsuivante:
- so~ium: 4~ ppm, 3 0 - calcium: 40 ppm, FEVILLE DE REMPLACEM~N r , - .. ~ . .
: . :
: - . .-.
... ~:. : - ~ - ` - : . :
W 0 93/04266 2 a ~ PC~r/FR92tO0812 - magnésium: 24 ppm, - potassium: 11 ppm.
Le PH est de 7.
On injecte dans le massif un volume de solution égal à trois fois le volume de pore 5 dudil massif.
La courbe A de la f~gure I donne les résultats sous forrne d'une cour~e de la concenrration relative C/Co en polymère à la sorlie du milieu poreux en fonction du volume injecté, mesuré à la sortie du milieu poreux. Co étant la concentration initiale en polymère injecté. L'apparition du front de polymère se fai~ au point 3, après la mesure 1 0 d'un volume de pore. Ce ~ront es~ caractérisnque d'une ré~ention importanre de polymère dans le massif, plus le retard de l'apparition est grand par rapport à un volume de pore, plus la rétention est ~rande.
On a confirmé et quantifié ce phénomène par bilan de matière entre l'entrée et la sortie du milieu poreux. Ce bilan donne une rétention de 90 10 6 g de polymère par 1 5 gramrne de roche.
A la suile de cette injection, une mesure de la perméabililé du massif poreux a été
effectuée. Cette mesure conventionnelle s'effectue à l'eau avant l'expérience puis après l'expérience. Le rapport de ces deux mesures donne une réduction de perméabilité liée à
la rétention du polymère de l'ordre de 1,4.
2 0 Celte première expérience met en évidence la perte relativement importante de produit de déplacement notamment par adsorption sur la matrice rocheuse.
La deuxième expérience est réalisée dans les mêmes conditions que précédemment~ mais en faisant précéder l'injeclion de polymère par une solution adsorbante de Na2HP04 à une concentration de 0~008 molellitre. Le volume injecté de 2 5 cet~e solution est égal au volume de pore. Dès le début d'injection de la solution de polymère à la même vitesse de 0,3~ m/j, on constate un colmatage progressif du milieu poreux par la mesure de l'évolution des pertes de charge à travers le milieu. Ce colmatage esl provoqué par l'agglomération d'argiles déstabilisées par la première injection de Na2HPO4. L'injection de polymère ne peut pas ê~re poursuivie par suite de l'éclatement 3 0 du massif.
La troisième expérience es~ toujours réalisée dans les mêmes conditions que précédemmem, mais les deux solutions de phosphat-s (Na2HPO4) et de polymère ont été
FEUILLE DE P~EMPLACEI~ NT
.`. ... ~ , . ....... .
... ., , ~ . . : - . ~ -- -. . .
. .
w O 93/04266 P ~ /FR92/00812 2 ~ 8 injec~ees en milieu salé à O g/li~re de l\laCI. Les concentra~ions en phospha~e e~
polyacrylarnide restent identiques~ ainsi que la vitesse d'injection e~ le PH.
Les résul~a~s son~ représen~és par la courbe B de la figure 1. Le polymère apparaît en 4 sensiblemen~ à 1~ mesure d'un volume de pore. Cela est caractéristique de l'absence 5 d'adsorption dans un milieu poreux.
La concentration en polymère à la sortie du milieu poreux at~eint son maximum en~, alors ~ue pour la première expérience le maximum est a~teint en 1. La surface comprise entre les deux courbes A et B, e~ délimi~ée p~r les points 1. 2, 3, et 4, représente la quantité de l'agent retenu dans le m~ssif comp;~ ivement entre la première ~xpérience et 1 0 la troisième.
Aucun colm~ta~e du miiieu poreu~ n ~ é~ cor,s~l~.
La rétention mesurée du pol,vmère est tres faiDle. d~ l'ordre de iO 104 g/gramme.
La réduction de perméabili~é après passage du polymère est de l'ordre de 1,1.
Cette expérience met en évidence que les argiles ne sont plus déstabilisés par 15 l'injection de la solution de phosphate, qu'ils n'ont pas été déplacés et agglomérés par l'injection du fluide déplaçant, puisque la réduction de perméabilité est faible.
Cette expérience prouve également qu'il v a diminution de la rétention de polymère comparativement à la première expérience. Cela confirme l'efficacité de la méthode selon l'invention.
2 0 Exemple 2:
Cette expérience illustre la mé~hode appliquée à un massif de grès argileux componant des sables et environ 5 % d'illite. La perméabilité mesurée est de 640 mD.
Les injections de la solution de phosphate et de polymère ont toutes deux lieu en milieu salé NaCI à une concentration de 20 g/l.
2 5 La soluion de phosphate Na2HP0~ a une concentration de 0,01 mole/litre. La solution de polyacrylamide a une concentration de 330 ppm.
On injecte dans le massif sous un volume ~Jal à L5 fois le volume de pore, la soluion de phosphate à une vitesse de 0.5 m/j.
FEUILLE DE REMPLACEMENT
. .
" .
.
WO 93/04266 2 ~ 3 ~ 9 PCl'/FR92/~08t2 On observe sur les résultats représentés par la courbe D de la figure 2, une absence pratiquement totale de rétention de polymère comparativement à la même injection sans phosphate représentée par la couroe C de la figure 2. De même que dans la troisième expérience du premier exemple, I'arrivée du front de polymère en 5 prouve 5 l'absence de rétenlion.
Une réduclion de perméabililé esl mesurée inférieure à 1~1 après balayage à l'eau.
La méthode est donc appliquée avec les mêmes résultats dans une roche de perméabililé beaucoup plus faible que celle du premier exemple.
Exemple 3:
1 0 Cetle expérience met en évidence la rétention par d'adsorption d'un polymère polyacrylamide partiellement hydrolysé à un taux de 30% sur une kaolinite. L'adsorption est mesurée en fonction de la concentration en sel NaCI et en fonction de la concentration en phosphate Na2HP04. Les mesures ont été failes sur les particules de kaolinile en utilisant la méthode des restes. Le polymère est dosé par mesure du carbone organique en 1 5 solution. Les mesures sont effectuées à la température de 30c.
Sur les courbes de la figure 3, I'adsorption du polymère est donnée en milligramme par gramme en ordonnée, et la concentration en phosphate est donnée en mole par litre en abscisse. La courbe E est tracée pour une concentration de 5 grarnmes par litre de sel NaCI. La courbe F est tracée pour une concentration de 20 grammes par 2 0 litre de NaCI. La courbe G est tracée pour une concentration de 50 grarnmes par litre de NaCI.
On constate que pour toutes les concentrations en phosphate choisies pour l'expérimentation. l'efficacité de la solution adsorbante est augmentée avec l'augmentation de la concentration en sel de sodium.
2 5 On constate également la réduction importante de l'adsorption du polymère par la présence de phosphate. Dans cette expérience la concentration optimale de phosphate est sensiblement 0,08 mole par litre.
FEUILLE DE REIVIPLACEM~NT
.~ ~
,.
,.:'~. ' :'- ' ' ' ' . . -; : :
importanle de ces produits coûteux.
Dans le cas où l'agent de déplacement est à base de polymères, ceux-ci sont des additifs utilisés principalement comme produits viscosifiant du fluide de base, c'est-à-dire l'eau. Leur action peut également agir sur les eaux de gisements.
3 5 Or ces polymères ont pour propriété de s'adsorber sur la matrice rocheuse. Cette adsorption se manifeste par une rétention de produit sur la matrice rocheuse et a donc pour conséquence de faire diminuer la concenrration en polymères dans l'agent de FEUILLE DE REMPLACEM~NT
, ~.
.` :
wO 93/042~6 2 ~ PCl/FR92/00812 déplacement. De plus l'adsorprion favorise la rétenrion de l'a~ent par phénomène de piègeage dans la matrice rocheuse. Le rapport de mobili~é de l'agent de déplacement par rapport à l'hydrocarbure, qui dépend directement de la concentration, n'est alors favorable que dans une zone réduite autour de la zone d'injec~ion. Pour pallier cet S inconvénient majeur, on peur choisir d'injecrer des concenrra~ions importantes de polymères, mais cela représenrera une ~nde consomma~ion de produit injec~é e~ le coûr de l'opération sera prohibitif.
On connaît par le document US-A-4627494 un procédé d'injection d'un produit chimique dans un réservoir pétrolier pour limiter les pertes de produits tensioactifs 1 0 utilisés en récupération secondaire. Mais ce procédé ne concerne que les produiîs à base de li~nosulfonates.
Le document US-A-35~3581 décrit un Drocédé d'injec~ion d'un premier, puis d'un second fluide, avan~ d'injecter !e fluide de d~p!~cement. Le second fluide contient un produit pouvant notamment comporter des polyphosphates mais ceux-ci sont 1 5 uniquement destinés à désorber le premier fluide préalablement dans la roche réservoir.
Cette méthode est plus particulièrement adaptée à des réset~oirs présentant des hétérogénéités en perrnéabilité.
Telle qu'elle est revendiquée, la présente invention concerne une méthode de réduction de la rétention d'un agent de déplacement sur une matnce rocheuse d'un2 0 réservoir souterrain contenant un fluide, ledit agent étant adapté à déplacer ledit fluide, ladite matrice rocheuse étant stabilisée par la présence de cations, ladite réduction étant effectuée par le tTaitement de la matrice rocheuse par une soluion adsorbante.
Dans la présente invention, ladite solution adsorbante comporre des sels de phosphates ou de sulfites et on augmente l'adsorprion de ladite solution par la présence 2 5 de cations à une concentration déterminée.
Ladite solution adsorbante peut comporter des sels de phosphates de sodium Na2HP04, Na3PO4, de potassium K2HPO4, K3PO4, ou des sulfites de sodium ou potassium.
La concentTation en sels de phosphates de ladite solution adsorbante peut être 3 0 comprise entre 0,004 Mole/litre et 0,5 Mole/litre er préférentiellement entre 0,01 et 0,1 Mole/litre.
FEUILLE DE REMPLACEM~I~IT
... ~ . ......... . . .. . . .
~- . -. ~ - . .
,: - ,. : . , '", ~ - :
:: ` : , . - : . , ~'0 93/04266 PC~r/FR92/008t2 2~
L~dile conc~n~ration délerminée en calions peut être comprise entre 0 5 à 2 Moles/litre.
Les cations peuvent provenir d'ions monovalents de sels de sodium ou de poLassium.
Selon la mélhode~ on peut ~raiter la matrice rocheuse en présence des cations par la solution adsorbante avant d'injecter l'agent de déplacement.
Mais on peut éaa'ement injecter ensemble la solution adsorbante et l'agent de déplacement en présence des cations.
La solution de l'agent de déplacement peut comporler des ca~ions à une concentra~ion voisine de ladite concentr;ltion dé~erminée lorsque celui-ci est injecté
séparément de la solution adsorbante.
Les solutions injec~ées dans la malrice rocheuse peuvent avoir un P~
sensiblement compris entre 4 e~ 10 e~ préféren~iellement en~re 7 et 10.
Selon la méthode de l'invention en présence d'ions calcium dans la matrice 1 5 rocheuse on peut injecter avan~ ladite soluîion adsorbante une solution de cations à ladite concentration déterrninée.
Selon la méshode ladite solution d'un agent de déplacement peut comporter des polyacrylamides par2ie~1ement hydrolysés ou copolymères ou hydrolysats de polyacrylamide de haut poids moléculaire des polysaccharides type xanthane ou 2 0 scléroglucane de haut poids moléculaire ou tou~ polymère hydrosoluble synthétique ou naturel de haut poids moléculaire par exemp~e supérieur à 1 o6 Daltons.
L'inve;ltion concerne également l'application de la précédente méthode à la récupération secondaire d'hydrocarbures contenus dans une matrice rocheuse d'un réservoir souterrain traversé par au moins un puits d'injection et au moins un puits de 2 5 production. Dans l!application on injecte lesdi~es solutions par ledit puits d'injection et on produi~ les hydrocarbures par ledi~ pui~s de production.
Ladite matrice rocheuse peut comporter des argiles.
La méthode de l'invention peul être avantageusement appliquée lorsque l'eau de formation contenue dans les pores de ladite ma~rice rocheuse compone des ions calcium.
FEUILLF DE REMPLACE~IENT
`: , ` - -. .: ` .
: ~- . .'- ' ''' , :
wo 93/04266 PCr/FR92/00812 209~3~9 L'idée maîtresse de l'invention est l'utilisation op~imisée de solu~ion de phosphates ou de sulfites comlT e fluide de traitement de la roche réservoir pour réduire la rétention de l'agent de déplacemen~ comporlant des polymères. La rétention es~ la pene d'une certaine quantité de l'agen~ de déplacemen~, soit par adsorption, soit par piégeage.
Lequel piègeage étant favorisé lorsqu'il y a adsorption de l'agent. Toutefois, I injection d'une telle solution dans des roches réservoirs contenant notamment des par~icules argileuses ou non provoque une déstabilisation de ces particules.
Le processus de déstabilisation des milieux poreux est le suivant: les ions phosphates ou sulfites s'adsorbent à la surface des minéraux en formant des liaisons 1 0 fones avec les ~roupements hydroxvles (AIOH ou SiOH) de surface. Il résulte de cette adsorption une augmenta~ion importan~e de la charge néga~ive de surface des minéIaux et notamment des argiles. Cette modification des propriétés de surface entraîne uneaugmentation des forces répulsives d'origine électrostatique, soit entre les parsicules - d'argiles entre elles, soit entre ces particules et le qu~rtz ou les car~onates constiluant la 1 5 matnce du réservoir. Ces forces répulsives diminuent la cohésion de la roche et par suite induisent une déstabilisation du milieu poreux.
Dans ces conditions, la roche réservoir court un grand risque d'être colmatée par I'agglomération de ces particules déstabilisées qui sont alors déplacées par entraînement au cours de l'écoulemenl de l'agent de déplacement injecté.
2 0 L'invention décrit l'adjonction de cations, préférentiellement des sels monovalent de KCI ou NaCl à une concentration déterminée~ cette présence empêche la déstabilisasion des particules, argileuses ou non, par la solution adsorbante comme cela est décrit plus haut, et conjointement augmente l'efficacité de l'adsorption des phosphates ou sulfites sur une matrice rocheuse que cel~e-ci compone des argiles, des sables ou des carbonates 2 5 En effet, les ions phosphates ou sulfites sont chargés négativement comme notamment la sulface des sables ou des argiles. Lorsqu'on augrnente la salinilé par des cations, préférentiellement des ions monovalents, les ions phosphates ou sulfites peuvent plus facilement s'approcher des surfaces rninérales du fais de la diminusion (ou de l'écransage) des répulsions électrostatiques. Les ions phosphates ou sulfites forrnent alors plus de 3 0 liaisons avec ces surfaces, c'est-à-dire qu'ils s'adsorbent plus, et de ce fait diminuent plus fortement le nombre de sites d'adsorption possibles pour l'agent de déplacement.
Comme précisé plus haut, les cations préférés sont les ions monovalents~ mais tout en restant dans le cadre de cette invention, d'auues cations sont admissibles, tels FEUILLE DE REMPLACEMENT
... . . .. . . .
.,.,. ~ ., -........ .
:: . . . - - .
. . .
` - ~ -- , ;...... . .
. . . .
: - . .
wo 93/04266 2 ~ 9 l~ 3 3 9 PCI'/FR92/00812 s calcium ou magnésium, dans la mesure où leur concentration n'induisent pas de précipitations des phosphates ou des sulfites.
De plus, il a été mis en évidence que la méthode de la présente invention est indépendante de la température, ce qui permel l'utilisation efficace de celte méthode 5 quelque soit la profondeur du réservoir d'hydrocarbures.
Les solutions et les fluides en présence dans la méthode peuvent admettre des PHvariés entre 4 et 10, mais de façon préférentielle, les PH se situent au-dessus de 7.
Selon la méthode préférentielle de l'invention, la matrice rocheuse est d'abord traitée par un volume de solution adsorban~e telle que définie dans l'invention.1 0 L'opération consiste à injec~er dans la formation un volume de solution avant l'in~ection proprement dite de la solution comporlan~ l'agen~ de déplacement. Cette procédure connue sous le nom de 'preflushing ', nécessi~e la dé~ermination du volume de solution de traitement en relation avec le volume de pores de la matrice rocheuse considérée. Ce volume de solution de traitement est en général au moins égal au volume de pores dans 1~ lequel la solution de l'agent de déplacement doit jouer son rôle de fluide moteur et pousseur des hydrocarbures contenus dans ce même volume.
Grâce au traitement selon l'invention, la solution comportant l'agent de déplacement conserve sensiblement ses caractéristiques et composisions initiales pendant sa circulation dans la roche réservoir. La rhéologie (notamment la viscosité) de l'agent de 2 0 déplacement est alors plus aisément contrôlée ce qui permet d'atteindre le maximum d'efficacité du déplacement des h,vdrocarbures par l'agent de déplacement.
On ne sortira pas du cadre de cette invention, si dans certaines conditions de gisement el dans le but de simplif~er les opérations, on injecle en même temps la solution adsorbante et l'agent de déplacemen~. Cette injection se faisant bien évidernrnent toujours 2 5 en présence de cations ou d'ions monovalents à la concentration déterminée pour empêeher la déstabilisation de particules et augmenter l'action de la solution adsorbante.
Lorsque l'eau contenue dans la formation géologique contient des quantités importantes d'ions divalents, tels de calcium ou de magnésium, on pourra injecter une solution de cations à la concentration déterminée pour éviter la précipitation des sels 3 0 divalents de phosphates ou de sulfites. On apprécie l imponance des quantités notamment par la proportion relative de ces ions par rapport ~ux autres en solution. Le volume d'injection de cette solution préalable aux injections de la solution de phosphate et du FE~UILLE DE RE~lPLACEME~NT
. .. . .
- .
.
., : .
-. .
.; .
~ ... ` ~ . . .....
wo 93/04266 PCI/FR92/00812 2a~A~
fluide de déplacement peut e~e not3mment entre 0,2 et un volume de pore. On préférera choisir comme cations des ions monovalents de NaCI ou KCI.
La presente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus nettement à la descnption qui suit d'essais nullement limitatifs illustrés par les figures ci-S annexées, parmi lesquelles:
- la figure I représente les courbes I et ~ montrant la relation de la concentration en polymère de l'agenl de déplacement à la sorlie du miliEu poreux en fonction du volume injecté, pour deux conditions d'essais sur un échantillon de sable argileux, - la figure ~ représen~e é~alement deux courbes lian~ les mêmes paramètres dans 1 0 deux autres conditions d'essais sur un échantillon de grès argileux, - la fi~ure ~ représen~e la rei~non de l'adsorption d'un polvmère en fonction de la concentration en phosphaies et de la concentration en ions monovalents.
Le principe des expériences suivantes et de l'in~erprétation des courbes des figures 1 et 2 est le suivant:
l S Les échantillons sont saturés à l'eau. Les volumes de solutions injectées sont poussés à l'eau. On mesure les volumes injectés et la concentration en polymère des solutions en sortie de l'échantillon. L'appari~ion du front de polymère s'interprète en fonction du volume de solu~ion injecté. Si l'apparition a lieu lorsqu'on a injecté un volume correspondant à un volume de pore~ il n'v a pas rétention. Si elle a lieu après, il y 21:) a rétention.
Exemple 1:
Trois expériences sont réalisées sur une roche réservoir constituée par un massif .~ de sable ar_i~eux non consolidé. La perméabilité~ mesurée suivant les normes habituelles, est de 3,6 darcy~
2 5 La première expérience a consisté à injecter dans le massif une solution de polyacrylamide à une concen~ation de 330 ppm. La vitesse d'injection est de 0,35 m/j.
Cette solution a été préparée dans une eau faiblement salée ayant la compositionsuivante:
- so~ium: 4~ ppm, 3 0 - calcium: 40 ppm, FEVILLE DE REMPLACEM~N r , - .. ~ . .
: . :
: - . .-.
... ~:. : - ~ - ` - : . :
W 0 93/04266 2 a ~ PC~r/FR92tO0812 - magnésium: 24 ppm, - potassium: 11 ppm.
Le PH est de 7.
On injecte dans le massif un volume de solution égal à trois fois le volume de pore 5 dudil massif.
La courbe A de la f~gure I donne les résultats sous forrne d'une cour~e de la concenrration relative C/Co en polymère à la sorlie du milieu poreux en fonction du volume injecté, mesuré à la sortie du milieu poreux. Co étant la concentration initiale en polymère injecté. L'apparition du front de polymère se fai~ au point 3, après la mesure 1 0 d'un volume de pore. Ce ~ront es~ caractérisnque d'une ré~ention importanre de polymère dans le massif, plus le retard de l'apparition est grand par rapport à un volume de pore, plus la rétention est ~rande.
On a confirmé et quantifié ce phénomène par bilan de matière entre l'entrée et la sortie du milieu poreux. Ce bilan donne une rétention de 90 10 6 g de polymère par 1 5 gramrne de roche.
A la suile de cette injection, une mesure de la perméabililé du massif poreux a été
effectuée. Cette mesure conventionnelle s'effectue à l'eau avant l'expérience puis après l'expérience. Le rapport de ces deux mesures donne une réduction de perméabilité liée à
la rétention du polymère de l'ordre de 1,4.
2 0 Celte première expérience met en évidence la perte relativement importante de produit de déplacement notamment par adsorption sur la matrice rocheuse.
La deuxième expérience est réalisée dans les mêmes conditions que précédemment~ mais en faisant précéder l'injeclion de polymère par une solution adsorbante de Na2HP04 à une concentration de 0~008 molellitre. Le volume injecté de 2 5 cet~e solution est égal au volume de pore. Dès le début d'injection de la solution de polymère à la même vitesse de 0,3~ m/j, on constate un colmatage progressif du milieu poreux par la mesure de l'évolution des pertes de charge à travers le milieu. Ce colmatage esl provoqué par l'agglomération d'argiles déstabilisées par la première injection de Na2HPO4. L'injection de polymère ne peut pas ê~re poursuivie par suite de l'éclatement 3 0 du massif.
La troisième expérience es~ toujours réalisée dans les mêmes conditions que précédemmem, mais les deux solutions de phosphat-s (Na2HPO4) et de polymère ont été
FEUILLE DE P~EMPLACEI~ NT
.`. ... ~ , . ....... .
... ., , ~ . . : - . ~ -- -. . .
. .
w O 93/04266 P ~ /FR92/00812 2 ~ 8 injec~ees en milieu salé à O g/li~re de l\laCI. Les concentra~ions en phospha~e e~
polyacrylarnide restent identiques~ ainsi que la vitesse d'injection e~ le PH.
Les résul~a~s son~ représen~és par la courbe B de la figure 1. Le polymère apparaît en 4 sensiblemen~ à 1~ mesure d'un volume de pore. Cela est caractéristique de l'absence 5 d'adsorption dans un milieu poreux.
La concentration en polymère à la sortie du milieu poreux at~eint son maximum en~, alors ~ue pour la première expérience le maximum est a~teint en 1. La surface comprise entre les deux courbes A et B, e~ délimi~ée p~r les points 1. 2, 3, et 4, représente la quantité de l'agent retenu dans le m~ssif comp;~ ivement entre la première ~xpérience et 1 0 la troisième.
Aucun colm~ta~e du miiieu poreu~ n ~ é~ cor,s~l~.
La rétention mesurée du pol,vmère est tres faiDle. d~ l'ordre de iO 104 g/gramme.
La réduction de perméabili~é après passage du polymère est de l'ordre de 1,1.
Cette expérience met en évidence que les argiles ne sont plus déstabilisés par 15 l'injection de la solution de phosphate, qu'ils n'ont pas été déplacés et agglomérés par l'injection du fluide déplaçant, puisque la réduction de perméabilité est faible.
Cette expérience prouve également qu'il v a diminution de la rétention de polymère comparativement à la première expérience. Cela confirme l'efficacité de la méthode selon l'invention.
2 0 Exemple 2:
Cette expérience illustre la mé~hode appliquée à un massif de grès argileux componant des sables et environ 5 % d'illite. La perméabilité mesurée est de 640 mD.
Les injections de la solution de phosphate et de polymère ont toutes deux lieu en milieu salé NaCI à une concentration de 20 g/l.
2 5 La soluion de phosphate Na2HP0~ a une concentration de 0,01 mole/litre. La solution de polyacrylamide a une concentration de 330 ppm.
On injecte dans le massif sous un volume ~Jal à L5 fois le volume de pore, la soluion de phosphate à une vitesse de 0.5 m/j.
FEUILLE DE REMPLACEMENT
. .
" .
.
WO 93/04266 2 ~ 3 ~ 9 PCl'/FR92/~08t2 On observe sur les résultats représentés par la courbe D de la figure 2, une absence pratiquement totale de rétention de polymère comparativement à la même injection sans phosphate représentée par la couroe C de la figure 2. De même que dans la troisième expérience du premier exemple, I'arrivée du front de polymère en 5 prouve 5 l'absence de rétenlion.
Une réduclion de perméabililé esl mesurée inférieure à 1~1 après balayage à l'eau.
La méthode est donc appliquée avec les mêmes résultats dans une roche de perméabililé beaucoup plus faible que celle du premier exemple.
Exemple 3:
1 0 Cetle expérience met en évidence la rétention par d'adsorption d'un polymère polyacrylamide partiellement hydrolysé à un taux de 30% sur une kaolinite. L'adsorption est mesurée en fonction de la concentration en sel NaCI et en fonction de la concentration en phosphate Na2HP04. Les mesures ont été failes sur les particules de kaolinile en utilisant la méthode des restes. Le polymère est dosé par mesure du carbone organique en 1 5 solution. Les mesures sont effectuées à la température de 30c.
Sur les courbes de la figure 3, I'adsorption du polymère est donnée en milligramme par gramme en ordonnée, et la concentration en phosphate est donnée en mole par litre en abscisse. La courbe E est tracée pour une concentration de 5 grarnmes par litre de sel NaCI. La courbe F est tracée pour une concentration de 20 grammes par 2 0 litre de NaCI. La courbe G est tracée pour une concentration de 50 grarnmes par litre de NaCI.
On constate que pour toutes les concentrations en phosphate choisies pour l'expérimentation. l'efficacité de la solution adsorbante est augmentée avec l'augmentation de la concentration en sel de sodium.
2 5 On constate également la réduction importante de l'adsorption du polymère par la présence de phosphate. Dans cette expérience la concentration optimale de phosphate est sensiblement 0,08 mole par litre.
FEUILLE DE REIVIPLACEM~NT
.~ ~
,.
,.:'~. ' :'- ' ' ' ' . . -; : :
Claims (14)
1) - Méthode de réduction de la rétention d'un agent de déplacement sur une matrice rocheuse d'un réservoir souterrain contenant un fluide, ledit agent étant adapté à
déplacer ledit fluide, ladite matrice rocheuse étant stabilisée par la présence de cations, ladite réduction étant effectuée par le traitement de la matrice rocheuse par une solution adsorbante, caractérisée en ce que ladite solution comporte des sels de phosphates ou sulfites et en ce que l'on augmente l'adsorption de ladite solution par la présence desdits cations à une concentration déterminée.
déplacer ledit fluide, ladite matrice rocheuse étant stabilisée par la présence de cations, ladite réduction étant effectuée par le traitement de la matrice rocheuse par une solution adsorbante, caractérisée en ce que ladite solution comporte des sels de phosphates ou sulfites et en ce que l'on augmente l'adsorption de ladite solution par la présence desdits cations à une concentration déterminée.
2) - Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que lesdits sels de phosphates ou de sulfites sont de sodium ou de potassium.
3) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que la concentration en sels de phosphates ou sulfites de ladite solution adsorbante est comprise entre 0,004 Mole/litre et 0,5 Mole/litre et préférentiellement entre 0,01 et 0,1 Mole/litre.
4) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que ladite concentration déterminée en cations est comprise entre 0,5 à 2 Moles/litre.
5) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que lesdits cations proviennent de sels de KCl ou NaCl.
6) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que la matrice rocheuse est traitée par ladite solution adsorbante en présence desdits cations avant l'injection dudit agent de déplacement.
7) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'en présence desdits cations . on injecte ensemble ladite solution adsorbante et ledit agent de déplacement.
8) - Méthode selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisée en ce qu'une solution de l'agent de déplacement comporte des cations à une concentration voisine de ladite concentration déterminée.
9) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que les solutions injectées dans la matrice rocheuse ont un PH sensiblement compris entre 4 et 10, et préférentiellement entre 7 et 10.
10) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu'en présence d'ions calcium dans la matrice rocheuse, on injecte avant ladite solution adsorbante une solution desdits cations à ladite concentration déterminée.
11) - Méthode selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce queladite solution de l'agent de déplacement comporte des polyacrylamides partiellement hydrolysés ou copolymères ou hydrolysats de polyacrylamide de haut poids moléculaire, des polysaccharides type xanthane ou scléroglucane de haut poids moléculaire, ou tout polymère hydrosoluble synthétique ou naturel de haut poids moléculaire, c'est-à-dire supérieur à 106 Dallons.
12) - Application de la méthode selon l'une des revendications précédentes à la récupération secondaire d'hydrocarbures contenus dans une matrice rocheuse d'un réservoir souterrain traversé par au moins un puits d'injection et au moins un puits de production, caractérisée en ce que l'on injecte lesdites solutions et ledit agent par ledit puits d'injection et en ce que l'on produit les hydrocarbures par ledit puits de production.
13) - Application selon la revendication 12, caractérisée en ce que ladite matrice rocheuse comporte des argiles.
14) - Application selon la revendication 12 ou 13, caractérisée en ce que l'eau de formation contenue dans les pores de ladite matrice rocheuse comporte des ions calcium.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR91/10591 | 1991-08-22 | ||
| FR9110591A FR2680540B1 (fr) | 1991-08-22 | 1991-08-22 | Methode de reduction de la retention d'un agent de deplacement et application a la recuperation assistee d'hydrocarbures. |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CA2094389A1 true CA2094389A1 (fr) | 1993-02-23 |
Family
ID=9416376
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CA002094389A Abandoned CA2094389A1 (fr) | 1991-08-22 | 1992-08-21 | Methode de reduction de la retention d'un agent de deplacement et application a la recuperation assistee d'hydrocarbures |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5368101A (fr) |
| CN (1) | CN1042163C (fr) |
| CA (1) | CA2094389A1 (fr) |
| DE (1) | DE4292665T1 (fr) |
| FR (1) | FR2680540B1 (fr) |
| GB (1) | GB2264966B (fr) |
| RU (1) | RU2097538C1 (fr) |
| WO (1) | WO1993004266A1 (fr) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP5433200B2 (ja) * | 2008-10-22 | 2014-03-05 | 株式会社東芝 | 油分吸着材、及び油分回収方法 |
| JP2010207760A (ja) * | 2009-03-11 | 2010-09-24 | Toshiba Corp | 油分吸着材、及び油分回収方法 |
| US8657005B2 (en) * | 2010-04-30 | 2014-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for hydraulic barrier formation to improve sweep efficiency in subterranean oil reservoirs |
| KR20160101917A (ko) | 2013-12-17 | 2016-08-26 | 발스파 소싱 인코포레이티드 | 실리콘-개질된 폴리에스테르 코팅 |
| US9504550B2 (en) | 2014-06-26 | 2016-11-29 | Vertera, Inc. | Porous devices and processes for producing same |
| US9498922B2 (en) * | 2014-06-26 | 2016-11-22 | Vertera, Inc. | Apparatus and process for producing porous devices |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3191676A (en) * | 1962-11-14 | 1965-06-29 | Pan American Petroleum Corp | Use of phosphates in a waterflooding process |
| US3203480A (en) * | 1963-03-18 | 1965-08-31 | Pan American Petroleum Corp | Use of sulfides in flooding water |
| US3414053A (en) * | 1966-11-18 | 1968-12-03 | Pan American Petroleum Corp | Removal of interfering ions in waterflood |
| US3437141A (en) * | 1967-10-09 | 1969-04-08 | Mobil Oil Corp | Multistep method of waterflooding |
| US3469630A (en) * | 1967-10-09 | 1969-09-30 | Mobil Oil Corp | Method of minimizing adsorption of surfactant from flooding water |
| US3478823A (en) * | 1968-06-21 | 1969-11-18 | Mobil Oil Corp | Method of recovering oil using sacrificial agent and viscosifier |
| US3788399A (en) * | 1971-12-30 | 1974-01-29 | Texaco Inc | Method for inhibiting adsorption of surfactant in secondary oil recovery |
| US3827499A (en) * | 1972-10-02 | 1974-08-06 | Marathon Oil Co | Injectivity in supplemented oil recovery |
| US3977470A (en) * | 1975-02-27 | 1976-08-31 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by alkaline-sulfonate waterflooding |
-
1991
- 1991-08-22 FR FR9110591A patent/FR2680540B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1992
- 1992-08-21 CA CA002094389A patent/CA2094389A1/fr not_active Abandoned
- 1992-08-21 WO PCT/FR1992/000812 patent/WO1993004266A1/fr active Application Filing
- 1992-08-21 DE DE4292665T patent/DE4292665T1/de not_active Withdrawn
- 1992-08-21 US US08/039,413 patent/US5368101A/en not_active Expired - Fee Related
- 1992-08-21 RU RU93032321/03A patent/RU2097538C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1992-08-22 CN CN92110002A patent/CN1042163C/zh not_active Expired - Fee Related
-
1993
- 1993-04-20 GB GB9308163A patent/GB2264966B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE4292665T1 (de) | 1993-10-07 |
| FR2680540A1 (fr) | 1993-02-26 |
| GB2264966A (en) | 1993-09-15 |
| GB2264966B (en) | 1995-02-08 |
| RU2097538C1 (ru) | 1997-11-27 |
| US5368101A (en) | 1994-11-29 |
| FR2680540B1 (fr) | 1993-10-22 |
| WO1993004266A1 (fr) | 1993-03-04 |
| CN1042163C (zh) | 1999-02-17 |
| GB9308163D0 (en) | 1993-06-09 |
| CN1070671A (zh) | 1993-04-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382173C2 (ru) | Водная добавка, повышающая клейкость, и способы подавления образования частиц | |
| CA2577940C (fr) | Methode de traitement de formations ou de cavites souterraines par des microgels | |
| US3308885A (en) | Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom | |
| AU2008212689B2 (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
| US7686080B2 (en) | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods | |
| US4610302A (en) | Oil recovery processes | |
| CN1102953C (zh) | 用氧化性水溶液进行地下碳质地层的化学诱导促进 | |
| CN1064729A (zh) | 增加液烃回收的方法 | |
| CA2071218C (fr) | Utilisation de nouvelles compositions a base de gels pour la reduction de la production d'eau dans les puits producteurs d'huile ou de gaz | |
| FR2940348A1 (fr) | Amelioration de la recuperation assistee du petrole par polymere sans equipement ou produit complementaire. | |
| NL9220008A (nl) | Werkwijze voor de microbieel verbeterde winning van olie. | |
| JPH04289393A (ja) | 石油業界で使用されるスクレログルカンゲル | |
| WO2008119620A1 (fr) | Colmatage de régions à haute perméabilité dans des formations souterraines | |
| US20130020079A1 (en) | Treatment of subterranean wells with electrolyzed water | |
| EP0216661B1 (fr) | Procédé pour la prévention de la venue d'eau dans un puits producteur d'huile et/ou de gaz | |
| EP3816228B1 (fr) | Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique | |
| US3844348A (en) | Method of controlling subterranean formation permeability employing graft-polymerized bacterial gum polysaccharide compositions | |
| CA2094389A1 (fr) | Methode de reduction de la retention d'un agent de deplacement et application a la recuperation assistee d'hydrocarbures | |
| Kohler et al. | Polymer treatment for water control in high-temperature production wells | |
| WO2018154219A1 (fr) | Suspension polyphasique de polymère et son utilisation | |
| GB2031483A (en) | Method of recovering petroleum values from suberranean formations | |
| US20160230068A1 (en) | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids | |
| CA2068223C (fr) | Procede ameliore de transport des particules en milieu poreux | |
| CA1064690A (fr) | Procede de colmatage selectif des zones proches des puits de production d'huile ou de gaz pour diminuer les venues d'eau_______________________ | |
| WO2015049586A1 (fr) | Prétraitement de formations souterraines pour la fracturation dendritique |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FZDE | Discontinued |